АЗС

45

Продолжение таблицы 3.1

1	2	3	4	5	6
21	Трубопроводы	Трубопроводы	Трубопроводы	п.51	соотв.
	линии	линии	линии деаэрации	НПБ 111-98*
	деаэрации	деаэрации	резервуара должны
	резервуара и их	резервуара	быть оснащены
	размещение	оснащены	огнепреградителями
		дыхатель-	или дыхательными
		ными	клапанами со
		клапанами со	встроенными
		встроенными	огнепреградителями
		огнепрегра-	и установлены на
		дителями и	расстоянии не
		установлены	менее 5 м (по
		на расстоянии	горизонтали) от
		более 5 м от	проездов
		проездов	автотранспорта на
		автотранспорта	высоте его верхнего
		на высоте 2,5	среза по отношению
		м. Перед	к прилегающей
		дыхательным	площадке не менее
		клапаном	2,5 м
		установлена
		запорная
		арматура
22
	Устройство	Резервуары	Устройство общей	п.53	соотв.
	газоуравнитель-	оснащены	газоуравнительной	НПБ 111-98*
	ной системы	раздельными	системы между
	между	системами	резервуарами с
	резервуарами	деаэрации	бензином и ДТ не
			допустимо

47

Продолжение таблицы 3.1

1	2	3	4	5	6
25	Размещение	Сливная быстро-	Оборудование	п.61	соотв.
	оборудования,	разъемная	(соединительные	НПБ 111-98*
	установленного	арматура, фильтр	устройства,
	на линии	грубой очистки,	запорная
	наполнения в	отсечной	арматура,
	сливном	электромагнитный	огнепреградители,
	колодце	вентиль линии	фильтры,
		наполнения	расходомеры и
		установлены в	т.п.) должны
		сливном колодце	размещаться
			таким образом,
			чтобы исключить
			их повреждение в
			результате наезда
26	Наличие на	На линии	Трубопроводы	п.60	соотв.
	линии	наполнения	налива должны	НПБ 111-98*
	наполнения	резервуаров	располагаться
	резервуаров	установлены огне-	подземно, и
	устройств,	преградители	препятствовать
	препятствую-	(гидрозатворы),	распространению
	щих	препятст-вующие	пламени
	распростране-	распростране-нию
	нию пламени	пламени. Все
		коммуникации
		расположены
		подземно

49

Продолжение таблицы 3.1

1	2	3	4	5	6
30	Наружное	Наружное	Наружное	п.94	соотв.
	пожаротушение	пожаро-	пожаротушение	НПБ 111-98*
		тушение	должно
		осуществляет-	осуществляться не
		ся от двух	менее чем от двух
		пожарных	пожарных
		гидрантов,	гидрантов или
		расположен-	противопожарного
		ных на	водоема
		расстоянии 80	(водоемов) общим
		и 150 м от	объемом не менее
		АЗС	100 м3,
			расположенных на
			расстоянии не
			менее 200 м от
			АЗС

Для обеспечения пожарной безопасности АЗС в соответствии с требованиям норм пожарной безопасности (НПБ 111-98*) необходимо выполнить следующие мероприятия:

предусмотреть второй выход из операторской в противоположную сторону от ТРК;

предусмотреть аппараты защиты от переливания резервуаров (п. 54, НПБ 111-98*);

предусмотреть аварийный слив с площадки АЦ.

51

закрытым способом. Возможность образования воздушного пространства в межстенном пространстве при увеличении плотности жидкости за счет снижения температуры окружающего воздуха должна быть исключена (например, посредством устройства расширительного бачка). Дыхательный патрубок межстенного пространства должен быть оборудован огнепреградителем.

Резервуары для топлива и его паров должны сохранять герметичность в течение не менее 10 лет при соблюдении требований техникоэксплутационной документации на технологические системы.

Контроль герметичности межстенного пространства двустенных резервуаров может быть периодическим и постоянным.

Периодический контроль можно проводить посредством пневматических испытаний избыточным давлением инертного газа в указанном пространстве, включая в конструкцию технологической системы предохранительный клапан, или же путем периодического контроля уровня жидкости, которой заполняется межстенное пространство.

Постоянный контроль герметичности межстенного пространства двустенных резервуаров производится путем непрерывного автоматического контроля уровня жидкости в межстенном пространстве с помощью соответствующего датчика-сигнализатора уровня жидкости в расширительном бачке или же путем непрерывного автоматического контроля избыточного давления инертного газа в межстенном пространстве резервуара с помощью соответствующего датчика-сигнализатора давления.

При разгерметизации системы срабатывает световая и звуковая сигнализация и автоматически прекращается наполнение резервуара. Зазор межстенного пространства двустенного резервуара – не менее 5 мм.

На дне внутреннего резервуара под трубопроводом для метроштока приварена металлическая пластина толщиной 10 мм, необходимая для исключения повреждения резервуара от ударов метроштоком при замере уровня топлива в нем. Внутренний резервуар оборудован:

53

предназначенным для подсоединения шланга насоса откачки шлама;

патрубком Ду50, соединяющим паровое пространство резервуара

сзапорной арматурой, установленной перед мановакууметром или дифференциальным манометром системы контроля пропускной способности линии деаэрации;

патрубком Ду10, соединяющим паровое пространство резервуара

струбопроводом линии рециркуляции паров топлива из резервуара в АЦ, оборудованным огнепреградителем. Между узлом подсоединения этого патрубка и самим патрубком устанавливается запорная арматура;

патрубком Ду10, соединяющим паровое пространство резервуара

струбопроводом линии рециркуляции паров топлива из топливных баков заправляемых автомашин в резервуар, оборудованным огнепреградителем. Между узлом подсоединения этого патрубка и самим патрубком должна быть установлена запорная арматура.

Наружный резервуар выполняет роль аварийного сборника возможных утечек топлива из внутреннего резервуара.

Резервуар (межстенное пространство резервуаров заполнено тосолом) должен быть оснащен расширительным бачком, установленным в технологической шахте резервуара. Уровень заполнения расширительного бачка тосолом обеспечивает полное заполнение межстенного пространства резервуара при изменении плотности тосола в результате колебания температуры окружающего воздуха.

Для визуального контроля сохранения уровня тосола в расширительном бачке или для проверки работоспособности системы автоматического контроля герметичности межстенного пространства, последний оснащен мерной линейкой, имеющей риски, соответствующие максимально и минимально допустимому уровню заполнения указанного бачка.

Для подсоединения расширительного бачка наружный резервуар оборудован трубопроводом Ду 25, один конец которого расположен у дна

55

топлива в резервуар при предельном уровне его заполнения, соответствующем 95 % геометрического объема резервуара.

Технологические шахты БХТ оснащаются трубками для отбора пробы при контроле за утечками топлива в шахту. Указанные трубки Ду25 должны состоять из перфорированного коллектора, проложенного по дну шахты у его стенок, и вертикального патрубка со штуцером и заглушкой, предназначенного для подсоединения переносного прибора контроля утечек топлива (например, газосигнализатора).

Технологические шахты резервуаров могут также оснащаться системой постоянного автоматического контроля за наличием утечек топлива в указанных шахтах. В этом случае на расстоянии от 50 мм до 100 мм от дна технологической шахты устанавливается датчик газосигнализатора.

Система считается исправной, если ее срабатывание происходит при выходе давления в резервуаре за пределы диапазона, ограниченного порогами срабатывания дыхательного клапана БХТ не более чем на 50 Па.

3.2 Расчет времени предлагаемого аварийного слива

Площадка для АЦ с жидким моторным топливом на АЗС в соответствии с п.35 НПБ 111-98* должна быть оборудована:

отбортовкой высотой не менее 150 мм и трубопроводом для отвода самотеком проливов нефтепродуктов в подземный аварийный резервуар при возможных повреждениях АЦ или разгерметизации патрубка АЦ;

пандусами (пологими бортами площадки) для безопасного въезда

ивыезда автоцистерны;

аварийным резервуаром (допускается использовать одностенные резервуары) и сливным трубопроводом, обеспечивающим слив топлива с площадки без его перелива на остальную территорию АЗС при возможной разгерметизации сливного патрубка АЦ. При этом аварийный резервуар

57

опор. – время опорожнения емкости, мин. Его определим расчетом.авар.реж. – время аварийного режима, принимаем его равным 15 мин. Время опорожнения (слива) бензина или ДТ, вышедшего из АЦ,

определим по формуле

опор = Vж/ qcp.

(3.2)

где Vж – объем сливаемой с площадки АЦ жидкости, м3;

qcp. – средний расход сливаемой жидкости м3/с(пропускная способность

системы).
qcp. = 0,5 (qmax + qmin)	(3.3)

qmax, qmin – максимальный и минимальный расходы жидкости (пропускная способность).

qmax = fвых	2 g H1 , м3	(3.4)
qmin = fвых	2 g H2 , м3	(3.5)

где – коэффициент расхода системы слива;

fвых = d2/4 = 0,0512 = 0,002 м2 – площадь сечения трубы; g = 9,8 м/с2 – ускорение свободного падения;

H1 , Н2 – максимальная и минимальная высота столба жидкости (см. схему аварийного слива).

Коэффициент расхода системы определим по формуле [5]

	=		1			(3.6)
			L
		с
			d

где с = 0,034 – коэффициент сопротивления трению на рассматриваемом участке трубы,

L = 4 м – длина аварийной линии,

– сумма коэффициентов местных сопротивлений.

Применительно к расчетной схеме аварийного слива определяем коэффициенты местных сопротивлений:

прямой вход в прямой патрубок = 0,5

внезапное сужение трубы (в месте врезки аварийного

59

qmin = 0,34 0,01766 2 9,8 1 = 0,0266 м3/с; qср. = (0,0327 + 0,0266)/ 2 = 0,03 м3/с;

опор = 10/0,03 = 33,3 с = 5,55 мин.

Продолжительность аварийного слива при этом будет

ав.сл. = 1 + 4 + 5,55 = 10,55 мин.

ав.сл. < авар.реж., что удовлетворяет условиям пожарной безопасности. Вывод: время аварийного слива меньше времени аварийного режима,

что удовлетворяет требованиям пожарной безопасности. Линия аварийного слива оборудуется гидрозатвором 4, а дыхательная линия аварийной емкости

–огнепреградителем(приложениеБ).

3.3Предлагаемая система измерения уровня в резервуарах ультразвуковымидатчикамиуровняДУУ2

Датчики уровня ультразвуковые ДУУ2 (далее «датчики») предназначены для измерения уровня различных жидких продуктов (нефти и нефтепродуктов, сжиженных газов) и уровней раздела сред многофазных жидкостей (нефть – эмульсия – подтоварная вода и т.п.), определяемых положением поплавков датчика, скользящих по чувствительному элементу датчика, а также измерения температуры и давления контролируемой среды.

Датчики могут осуществлять:

контактное автоматическое измерение уровня жидких продуктов;

контактное автоматическое измерение до четырех уровней раздела несмешиваемых жидких продуктов;

измерение температуры контролируемой среды в одной точке;

измерение давления контролируемой среды.

Датчик ДУУ включает в себя собственно датчик (далее первичный преобразователь), обеспечивающий непосредственное измерение текущих значений параметров и блок токовых выходов искробезопасный (далее

61

зависимости от комплекта), обеспечивающего питание подключенного к нему ПП и формирование выходных информационных сигналов на основе полученных результатов измерений ПП

Измерение уровня продукта основано на измерении времени распространения в стальной проволоке короткого импульса упругой деформации

По всей длине проволоки намотана катушка, в которой протекает импульс тока, создавая магнитное поле.

В месте расположения поплавка с постоянным магнитом, скользящего вдоль проволоки, в ней под действием магнитострикционного эффекта возникает импульс продольной деформации, который распространяется по проволоке и фиксируется пьезоэлементом, закрепленным на ней.

Кроме того, возникает импульс упругой деформации, отраженный от нижнего конца чувствительного элемента (ЧЭ) датчика и фиксируемый пьезоэлементом (приложение В).

ПП состоит из:

чувствительного элемента (ЧЭ);

поплавка, скользящего вдоль продетого сквозь него ЧЭ;

преобразователя сигналов (ПС), включающего пьезоэлемент.

ЧЭ включает в себя стальную проволоку, свободно размещенную в диэлектрической трубке, на которую намотана катушка возбуждения. На трубу надета фторопластовая оболочка для уменьшения трения при скольжении поплавка. В датчиках ДУУ4-10; -12; -14; -16 эта катушка индуктивности со стальным сердечником покрыта слоем фторопластовой изоляции. Так образуется гибкий ЧЭ.

Для измерения температуры на нижнем конце ЧЭ расположен цифровой интегральный термометр.

Измерение давления в резервуаре осуществляется с помощью ячейки измерения давления.

63

Таблица 3.4.1 - План локализации и ликвидации аварийных ситуаций и пожаров наАЗС

№	Виды	Действия при возникновении		Лица,	Действия
п/п	аварийных	аварий и аварийных ситуаций		ответственные	пожарной
	ситуаций и			за выполнение	охраны
	аварий			мероприятий
1	2		3	4	5
1	Розлив	1.	Отключить эл. снабжение всех	Оператор	Прибывшие
	нефте-	ТРК			работники
	продукта из	2.	Сообщить в пожарную охрану	Оператор	пожарной
	АЦ	3.	Сообщить руководству АЗС по	Оператор	охраны
	(бензовоза)	рабочим телефонам			оказывают
	на площадке	4.	Встретить пожарные	Техник	помощь в
	АЦ	автомобили и указать место			ликвидации
		разлива			аварийной
		5.	Принять меры к эвакуации	Водитель	ситуации или
		а/машин с территории АЗС			аварии
		6.	Всю площадь разлива покрыть	Водитель	согласно плана
		воздушно-механической пеной			ликвидации
		посредством ОВП-100			аварийных
		7.	Обеспечить слив пролива в	Техник	ситуаций и
		аварийную емкость			пожаров
		8.	Обустроить песчаное	Техник
		обвалование для уменьшения
		площади разлива
		9.	Организовать работу по	Техник
		удалению остатков разлившегося
		(за пределы площадки АЦ)
		нефтепродукта в систему ливневой
		канализации на АЗС № 105